渤海油田層內(nèi)生氣技術(shù)研究與應(yīng)用

馮 軒，徐景亮，張 博

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

渤海油田層內(nèi)生氣技術(shù)研究與應(yīng)用

馮 軒，徐景亮，張 博

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459）

渤海油田長期注水后注水井壓力升高，水驅(qū)效果變差，層內(nèi)生氣技術(shù)兼具解堵、調(diào)剖和驅(qū)油效果，對渤海油田高效開發(fā)具有很好的應(yīng)用前景。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)通過滴定后排水法和Waring Blender法對層內(nèi)生氣體系進(jìn)行了優(yōu)選，得到了體系的配方為：生氣劑GA+釋氣劑SA+表面活性劑S-TC。體系物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注釋氣劑階段壓力降低，含水率下降，產(chǎn)油量增加，體系注入后整體采出程度提高了27.4%。2016年現(xiàn)場應(yīng)用顯示，注水井注入壓力可降低0.8 MPa左右，井組日產(chǎn)油增幅達(dá)到37.5 m3，有效期長達(dá)170 d，井組累計(jì)凈增油量7 955 m3，累計(jì)增注量87 000 m3。

層內(nèi)生氣；二氧化碳泡沫；解堵；調(diào)剖；驅(qū)油

渤海部分油田長期處于注水開發(fā)階段，而油田儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、開發(fā)井距大、注水層位未細(xì)分等因素，導(dǎo)致層間、層內(nèi)矛盾突出，注入水無效循環(huán)，水驅(qū)動用程度低[1]；注入水水質(zhì)與地層不匹配又造成了地層的堵塞，注水壓力升高，加劇了上述矛盾。因此，渤海部分油田亟需對注水井采取措施，降低注入壓力，改善吸水剖面，擴(kuò)大波及體積。

通過疊加的賈敏效應(yīng)，泡沫注入量增加，大孔道內(nèi)的流動阻力逐步增大，可改善吸水剖面[2，3]；泡沫含有表面活性物質(zhì)，它具有降低油水界面張力，提高洗油效率的作用[4]；二氧化碳?xì)怏w具有降低原油黏度、補(bǔ)充地層能量、降低界面張力等優(yōu)點(diǎn)，是較理想的泡沫組成氣體[5]；層內(nèi)生氣技術(shù)還有解堵增注的效果[6，7]，集解堵、調(diào)剖和驅(qū)油等功能于一體，是解決渤海油田注水開發(fā)問題的有效手段。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料和儀器

生氣劑GA，工業(yè)品，濟(jì)南英出化工科技有限公司；釋氣劑SA，工業(yè)品，濟(jì)南英出化工科技有限公司；釋氣劑ST，工業(yè)品，濟(jì)南英出化工科技有限公司；非離子表面活性劑S-FF，工業(yè)品，重慶艾克米科技有限公司；陰-非離子表面活性劑AM-YF，工業(yè)品，重慶艾克米科技有限公司；陰-陽離子表面活性劑S-TC，工業(yè)品，上海諾頌實(shí)業(yè)有限公司；陰-陽離子表面活性劑AM-YY，工業(yè)品，上海恒臣實(shí)業(yè)有限公司；陰離子表面活性劑S-AN，工業(yè)品，四川科龍化工試劑廠；石英砂人工壓制巖心；油田注入水；油田M19井原油，65℃時的黏度為46 mPa·s；模擬地層水，礦化度8 008 mg/L，離子組成為：Cl-為4 059 mg/L、Ca2+為103 mg/L、Mg2+為45 mg/L、Na+為3 801 mg/L。

電子分析天平，恒溫浴槽，玻璃棒，移液管，恒速攪拌器，燒杯，酸式滴定管，Waring Blender高速攪拌器，量筒，秒表，保鮮膜，恒流泵，中間容器，六通閥，均質(zhì)物理模型夾持器，傳感器及配套計(jì)算機(jī)設(shè)備，恒溫箱，手搖泵，管線若干。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 生氣性能的測定 采用滴定后排水法測量生成氣體的體積，儀器流程圖（見圖1）。用現(xiàn)場注入水配制不同濃度的生氣劑和釋氣劑溶液；連接實(shí)驗(yàn)儀器，加熱油浴鍋至80℃；將釋氣劑溶液加入到酸式滴定管中，將生氣劑溶液加入到反應(yīng)容器中，將燒瓶D中的蒸餾水調(diào)整至pH≈4；打開酸式滴定管的旋塞，緩慢滴加釋氣劑溶液，記錄生成氣體的體積與時間，并計(jì)算生氣效率；測量3次，取平均值。

1.2.2 泡沫性能的測定 采用Waring Blender法評價泡沫性能。用現(xiàn)場注入水配制不同的泡沫體系100 mL，預(yù)熱至80℃；將泡沫體系倒入Waring Blender量杯中，6 000 r/min攪拌1 min；然后將生成的泡沫倒入1 000 mL量筒（已預(yù)熱至80℃）中，用保鮮膜將量筒封好，放置于80℃恒溫烘箱中，記錄起泡體積FV和泡沫析液半衰期t1/（2即起泡劑溶液析出一半液體所需的時間），計(jì)算泡沫綜合指數(shù)FCI=3/4×FV×t1/2；測量3次，取平均值。

圖1 層內(nèi)生氣體系生氣性能測定流程圖

圖2 層內(nèi)生氣體系物理模擬實(shí)驗(yàn)流程圖

1.2.3 物理模擬實(shí)驗(yàn) 采用石英砂人工壓制巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)（見圖2），評價層內(nèi)生氣體系提高采收率效果。模型抽真空，飽和模擬地層水，測量孔隙體積，計(jì)算孔隙度；安裝實(shí)驗(yàn)設(shè)備，并檢測密封性；飽和油，計(jì)算原始含油飽和度；以1 mL/min的注入速度水驅(qū)，出口端含水率達(dá)到98%時，停止水驅(qū)；以1 mL/min的注入速度注入1 PV層內(nèi)生氣體系；以1 mL/min的注入速度進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，出口端含水率達(dá)到98%時，停止水驅(qū)；記錄油水產(chǎn)量，評價驅(qū)油效果。實(shí)驗(yàn)回壓為10 MPa，圍壓為15 MPa。

2 結(jié)果與討論

2.1 層內(nèi)生氣體系配比優(yōu)選

用現(xiàn)場注入水配制GA、SA、ST溶液，將不同量的釋氣劑緩慢加入等量的生氣劑中，80℃測定生氣總量和生氣效率，結(jié)果（見表1）。改變生氣劑溶液與釋氣劑溶液的體積比，生氣總量發(fā)生改變；生氣劑和釋氣劑的比例較高時，生氣劑不能完全反應(yīng)，生氣效率低；生氣劑和釋氣劑的比例較低時，生氣劑可以充分反應(yīng)，生氣效率較高；繼續(xù)增加釋氣劑用量，生氣量和生氣效率不會再增大，釋氣劑SA的優(yōu)化配比為1:1，釋氣劑ST的優(yōu)化配比為2:3；SA的生氣效率總體優(yōu)于ST。

2.2 起泡劑優(yōu)選

用現(xiàn)場注入水分別配制濃度為0.1%、0.3%、0.5%、0.8%、1.0%、1.5%的各種起泡劑溶液100 mL，在80℃下測定其起泡體積和析液半衰期，并計(jì)算泡沫綜合指數(shù)（見圖3）。起泡劑濃度增加，泡沫綜合指數(shù)呈先增大后減小的趨勢，每種起泡劑都存在最優(yōu)濃度，這是因?yàn)楫?dāng)起泡劑濃度超過臨界值后，表面活性劑分子在氣液表面的無序排列增加，分子層致密度降低，造成泡沫液膜強(qiáng)度減弱，穩(wěn)定性反而降低；陰-陽離子表面活性劑S-TC在0.8%濃度時具有最大的泡沫綜合指數(shù)。

表1 生氣劑與釋氣劑反應(yīng)的生氣總量和生氣效率

圖3 不同濃度起泡劑的泡沫綜合指數(shù)

2.3 層內(nèi)生氣體系物理模擬實(shí)驗(yàn)

通過室內(nèi)靜態(tài)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出適用于渤海油田的層內(nèi)生氣體系，組成為生氣劑GA、釋氣劑SA、起泡劑STC，針對該配方進(jìn)行物理模擬驅(qū)油性能評價。采用石英砂人工壓制巖心（4.5×4.5×30 cm，水測滲透率分別為200× 10-3μm2/1 000×10-3μm2/2 000×10-3μm2，孔隙度22%，原始含油飽和度81%）進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，含水率、采出程度及壓力變化（見圖4）。水驅(qū)階段采出程度為27.69%，水驅(qū)結(jié)束后交替注入生氣劑溶液和釋氣劑溶液，注釋氣劑階段模型中的壓力迅速降低，含水率下降，產(chǎn)油量增加；注入層內(nèi)生氣體系后，整體采出程度提高了27.4%，該體系對非均質(zhì)油藏調(diào)驅(qū)效果明顯，能夠提高采收率。

圖4 層內(nèi)生氣體系物理模擬實(shí)驗(yàn)采出曲線

3 現(xiàn)場應(yīng)用

渤海某油田孔隙度20.7%～30.4%，滲透率54× 10-3μm2～2 579×10-3μm2，隨著油田開發(fā)時間的延長，注水井的注入壓力逐漸升高，油井含水逐漸上升，2016年5月該油田在D40/D55井組實(shí)施層內(nèi)生氣調(diào)驅(qū)作業(yè)，取得顯著效果（見圖5）。

D40井2009年投注，初期注入量為476 m3/d～635 m3/d，井口注入壓力7.23 MPa左右；措施前注水量1 223 m3/d，井口注入壓力7.39 MPa，生產(chǎn)井大多存在含水較高、水竄的問題；措施后注水量升至1 910 m3/d，注入壓力降至6.50 MPa，視吸水指數(shù)增加98%。

D55井2009年投注，初期注入量為667 m3/d～1 031 m3/d，井口注入壓力3.5 MPa左右；2011年因故停井，2012年5月重新開井，井口注入量和壓力都受到限制，后經(jīng)過多輪次的酸化，注水量增加，但酸化效果持續(xù)時間短，措施前注水量1 406 m3/d，井口注入壓力6.68 MPa；措施后注水量升至1 738 m3/d，注入壓力降至6.00 MPa，視吸水指數(shù)增加138%。

截止2016年11月措施失效，井組累計(jì)凈增油量7 955 m3，累計(jì)增注量87 000 m3。

圖5 D40/D55井組受效井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論

（1）針對渤海油田油藏條件，進(jìn)行了層內(nèi)生氣體系的室內(nèi)靜態(tài)性能評價實(shí)驗(yàn)，以生氣量、生氣效率和泡沫綜合指數(shù)作為評價指標(biāo)，選出層內(nèi)生氣體系組成為生氣劑GA、釋氣劑SA、起泡劑S-TC。

（2）通過物理模擬實(shí)驗(yàn)，研究了該體系的注入性能，釋氣劑注入階段壓力迅速降低，含水率下降，產(chǎn)油量增加，該體系調(diào)驅(qū)效果明顯，采出程度提高了27.4%。

（3）該技術(shù)在D40/D55井組施工后，實(shí)現(xiàn)了降壓增注的目標(biāo)，日產(chǎn)油增幅達(dá)到37.5 m3，有效期長達(dá)170 d，井組累計(jì)凈增油量7 955 m3，累計(jì)增注量87 000 m3。

（4）該技術(shù)工藝簡單，作業(yè)周期短，注入油藏后可以減少污垢、基雜、黏土礦物等引起的堵塞，二氧化碳溶于原油后降低原油黏度，起泡劑降低油水界面張力，改善流度比，減小毛細(xì)管阻力，從而表現(xiàn)出降壓解堵、調(diào)驅(qū)作用。

［1］ 鄒明華，劉敏，王瑤，等.渤海油田聚合物驅(qū)配注工藝及系統(tǒng)的改進(jìn)與應(yīng)用［J］.中國海上油氣，2013，（3）：57-60.

［2］ 李兆敏，李冉，劉偉，等.泡沫在油氣田開發(fā)中的應(yīng)用及展望（Ⅱ）-泡沫流體在近井及地層中的應(yīng)用［J］.油田化學(xué)，2013，30（1）:155-160.

［3］ 宮汝祥，李翔，李效波，等.海上油田氮?dú)馀菽€(wěn)油控水注采參數(shù)數(shù)值模擬［J］.科技導(dǎo)報，2011，29（33）:58-61.

［4］ 孫同成，等.耐高溫耐鹽氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究及應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2016，35（5）:9-13+23.

［5］ 梁萌，袁海云，楊英，藺江濤，楊云博.CO2在驅(qū)油過程中的作用機(jī)理綜述［J］.石油化工應(yīng)用，2016，35（6）:1-5+9.

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The research and application of the technology of in-situ generation in the Bohai oilfield

FENG Xuan，XU Jingliang，ZHANG Bo
（China Oilfield Services Co.，Ltd.，Tianjin 300459，China）

The injecting pressure of injection well in Bohai oilfield elevated after long-term water flooding,and the effect of water flooding was getting worse.The technology of in-situ generation had the effect of blockage removal and profile control and displacing oil,which had a good prospect of application in the efficient development of Bohai oilfield.Drainage to collect gas after titration method and Waring Blender method were used to optimize the composition of the system.The formula was obtained as follows,inflating agent GA,releasing agent SA,surfactant S-TC.The physical simulation experimental results showed that the pressure and water-cut decreased and the oil production increased during the phase of releasing agent injecting,which increased 27.4%oil recovery after injection.The field application in 2016 showed that the injecting pressure of injection well decreased 0.8 MPa and the oil out put of well group increased 37.5 m3/d.The period of validity lasted 170 d,which increased 7 955 m3oil output and 87 000 m3water injection.

in-situ gas generation；carbon dioxide foam；blockage removal；profile control；displacing oil

TE357.46

A

1673-5285（2017）05-0048-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.011

2017－04-06

馮軒，男（1988-），2014年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)專業(yè)，中海油田服務(wù)股份有限公司采油工藝工程師（2014-），現(xiàn)主要從事提高采收率的研究工作，郵箱：fengxuan3@cosl.com.cn。